节能风电（601016）2022年年度董事会经营评述内容如下：

　　一、经营情况讨论与分析

1、公司面临的宏观环境

2022年是党的二十大胜利召开之年，党的二十大报告中提出，积极稳妥推进碳达峰碳中和，为我国能源发展指明了前进方向，提供了根本遵循。

（1）能源消费快速增长，电力行业绿色低碳转型成效显著

截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，同比增长7.8%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型成效显著。

一是非化石能源发电装机占总装机容量比重接近50%。2022年，全国新增发电装机容量2.0亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量1.6亿千瓦，新投产的总发电装机规模以及非化石能源发电装机规模均创历史新高。截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，其中非化石能源发电装机容量12.7亿千瓦，同比增长13.8%，占总装机比重上升至49.6%，同比提高2.6个百分点，电力延续绿色低碳转型趋势。分类型看，水电4.1亿千瓦，其中抽水蓄能4,579万千瓦；核电5,553万千瓦；并网风电3.65亿千瓦，其中，陆上风电3.35亿千瓦、海上风电3,046万千瓦；并网太阳能发电3.9亿千瓦；火电13.3亿千瓦，其中，煤电占总发电装机容量的比重为43.8%。

二是跨区输送电量同比增长6.3%，跨省输送电量同比增长4.3%。2022年，全国新增220千伏及以上输电线路长度38,967千米，同比增加6,814千米；全国新增220千伏及以上变电设备容量（交流）25,839万千伏安，同比增加1,541万千伏安。2022年全国完成跨区输送电量7,654亿千瓦时，同比增长6.3%。

三是电力投资同比增长13.3%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到87.7%。2022年，中国电力企业联合会重点调查企业电力完成投资同比增长13.3%。电源完成投资增长22.8%，其中非化石能源发电投资占比为87.7%；电网完成投资增长2.0%。

四是市场交易电量同比增长39.0%。2022年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52,543亿千瓦时，同比增长39.0%，占全社会用电量比重为60.8%，同比提高15.4个百分点；全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为41,407亿千瓦时，同比增长36.2%。

（2）可再生能源呈现发展速度快、运行质量好、利用水平高、产业竞争力强的良好态势，

取得了诸多里程碑式的新成绩

1.全国风电、光伏发电新增装机突破1.2亿千瓦，创历史新高，带动可再生能源装机突破

12亿千瓦。2022年，全国风电、光伏发电新增装机突破1.2亿千瓦，达到1.25亿千瓦，连续三年突破1亿千瓦，再创历史新高。全年可再生能源新增装机1.52亿千瓦，占全国新增发电装机的76.2%，已成为我国电力新增装机的主体。其中风电新增3,763万千瓦、太阳能发电新增8,741万千瓦、生物质发电新增334万千瓦、常规水电新增1,507万千瓦、抽水蓄能新增880万千瓦。截至2022年底，可再生能源装机突破12亿千瓦，达到12.13亿千瓦，占全国发电总装机的47.3%，较2021年提高2.5个百分点。其中，风电3.65亿千瓦、太阳能发电3.93亿千瓦、生物质发电0.41亿千瓦、常规水电3.68亿千瓦、抽水蓄能0.45亿千瓦。

2.风电光伏年发电量首次突破1万亿千瓦时。2022年我国风电、光伏发电量突破1万亿千

瓦时，达到1.19万亿千瓦时，较2021年增加2,073亿千瓦时，同比增长21%，占全社会用电量的13.8%，同比提高2个百分点，接近全国城乡居民生活用电量。2022年，可再生能源发电量达到2.7万亿千瓦时，占全社会用电量的31.6%，较2021年提高1.7个百分点，可再生能源在保障能源供应方面发挥的作用越来越明显。

3.可再生能源重大工程取得重大进展。一是以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光

伏基地建设进展顺利。第一批9,705万千瓦基地项目已全面开工、部分已建成投产，第二批基地部分项目陆续开工，第三批基地已形成项目清单。二是水电建设积极推进。白鹤滩水电站16台机组全部建成投产，长江干流上的6座巨型梯级水电站，乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝（600068）形成世界最大“清洁能源走廊”。三是抽水蓄能建设明显加快。2022年，全国新核准抽水蓄能项目48个，装机6,890万千瓦，已超过“十三五”时期全部核准规模，全年新投产880万千瓦，创历史新高。

4.可再生能源竞争力不断增强。一是可再生能源发展市场化程度高，各类市场主体多、竞

争充分，创新活力强。二是技术进步推动成本大幅下降，陆上6兆瓦级、海上10兆瓦级风机已成为主流，量产单晶硅电池的平均转换效率已达到23.1%。三是光伏治沙、“农业+光伏”、可再生能源制氢等新模式新业态不断涌现，分布式发展成为风电光伏发展主要方式，2022年分布式光伏新增装机5,111万千瓦，占当年光伏新增装机58%以上。

5.我国可再生能源继续保持全球领先地位。全球新能源产业重心进一步向中国转移，我国

生产的光伏组件、风力发电机、齿轮箱等关键零部件占全球市场份额70%。同时，我国可再生能源发展为全球减排作出积极贡献，2022年我国可再生能源发电量相当于减少国内二氧化碳排放约22.6亿吨，出口的风电光伏产品为其他国家减排二氧化碳约5.73亿吨，合计减排28.3亿吨，约占全球同期可再生能源折算碳减排量的41%。我国已成为全球应对气候变化的积极参与者和重要贡献者。

（3）风电是实现“双碳”目标的主力军

2023年1月19日，中国电力企业联合会发布了《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》，报告指出，在新能源发电快速发展带动下，预计2023年新投产的总发电装机以及非化石能源发电装机规模将再创新高。预计2023年全年全国新增发电装机规模有望达到2.5亿千瓦左右，其中新增非化石能源发电装机1.8亿千瓦。预计2023年底全国发电装机容量28.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机合计14.8亿千瓦，占总装机比重上升至52.5%左右。水电4.2亿千瓦、并网风电4.3亿千瓦、并网太阳能发电4.9亿千瓦、核电5846万千瓦、生物质发电4,500万千瓦左右，太阳能发电及风电装机规模均将在2023年首次超过水电装机规模。

（4）电力市场交易规模和主体数量均创历史新高

按交易结算口径统计，2022年全国市场交易电量共5.25万亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量比重达60.8%，同比提高15.4个百分点。其中，跨省跨区市场化交易电量首次超1万亿千瓦时，同比增长近50%，市场在促进电力资源更大范围优化配置的作用不断增强。在电力交易机构注册的市场主体数量首次超过60万家，同比增长29%，进一步激发了市场活力，为电力市场发展奠定良好基础。全国燃煤发电机组市场平均交易价格达0.449元/千瓦时，较全国平均基准电价上浮约18.3%，有力缓解了煤电企业亏损局面。

从电网经营范围看，2022年国家电网经营区域市场交易电量达4.16万亿千瓦时，同比增长42.7%。南方电网经营区域市场交易电量0.85万亿千瓦时，同比增长27.4%；内蒙古电网经营区域市场交易电量0.24万亿千瓦时，同比增长24.9%。

（5）积极推进绿色电力证书交易，引导绿色电力消费，促进可再生能源开发利用

绿色电力证书是可再生能源发电企业所发绿色电力的“电子身份证”，1个绿证对应1000度可再生能源电量，每一张绿证的产生或交易，就意味着有1000度可再生能源绿色电力已经上网或者消费。因此，绿证是可再生能源电量绿色属性的证明，也是认定可再生能源生产、消费的唯一凭证。发电企业通过出售绿证获取绿色电力的环境价值收益，电力用户通过购买并持有绿证证明其消费绿色电力。2022年8月，发展改革委、统计局、能源局联合印发《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，明确将绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证。

党的二十大报告明确提出，倡导绿色消费，推动形成绿色低碳生产方式和生活方式。绿证的核发和交易对推动可再生能源高质量发展，提升绿色电力消费水平具有重要意义。一是有利于促进可再生能源开发建设。通过出售绿证，发电企业可以获得独立于可再生能源电能量价值的额外绿色环境收益，有利于调动市场主体投资建设可再生能源的积极性。二是有利于促进可再生能源消纳利用。可再生能源进入高质量发展新阶段，装机规模不断提升，拓展绿证核发和交易范围，可从用户侧推动绿色电力的生产和消费，促进可再生能源高水平消纳利用。三是有利于引领绿色消费。目前，一些有环保意识的跨国企业已作出100%使用绿色电力的承诺，部分国家也对进出口贸易商品的绿色电力消费情况提出了明确要求，以购买绿证的方式，证明绿色电力消费，也是国际通行的体现环保贡献的重要途径。

2、影响公司经营的主要因素分析

（1）弃风限电对公司经营的影响

造成“弃风限电”的主要原因：一是电力行业产能过剩。近年来，全国用电需求平均增长放缓，而全国电力装机规模仍在较快增长，电力供给能力增长速度快于电力需求增长速度，风电的整体发电能力受到限制；二是现有电力运行管理机制不适应大规模风电并网的需要。我国大量煤电机组发电计划和开机方式的核定不科学，辅助服务激励政策不到位，省间联络线计划制定和考核机制不合理，跨省区补偿调节能力不能充分发挥，需求侧响应能力受到刚性电价政策的制约，多种因素导致系统消纳风电等新能源的能力未有效挖掘，局部地区风电消纳受限问题突出。

根据国家能源局发布的数据，2020年，全国弃风电量约166亿千瓦时，同比减少3亿千瓦时，全国平均弃风率3%，较去年同比下降1个百分点，尤其是新疆、甘肃、蒙西，弃风率同比显著下降，新疆弃风率10.3%、甘肃弃风率6.4%、蒙西弃风率7%，同比分别下降3.7、1.3、1.9个百分点。

根据国家能源局发布的数据，2021年，全国风电平均利用率96.9%，同比提升0.4个百分点；尤其是湖南、甘肃和新疆，风电利用率同比显著提升，湖南风电利用率99%、甘肃风电利用率95.9%，新疆风电利用率92.7%、同比分别提升4.5、2.3、3.0个百分点。

根据全国新能源消纳监测预警中心发布《2022年12月全国新能源并网消纳情况》，2022年1-12月，全国风电利用率为96.8%，弃风最严重的地区为蒙东，1-12月份风电利用率仅有90%；其次为青海、蒙西、甘肃，1-12月份风电利用率均低于95%。

2020年至2022年，公司因“弃风限电”所损失的潜在发电量分别为89,753万千瓦时、112,316万千瓦时、107,480万千瓦时，分别占当期全部可发电量（即境内实际发电量与“弃风限电”损失电量之和）的6.52%、11.05%、8.26%。

“弃风限电”是影响公司经营业绩最主要的因素，多集中发生在公司新疆区域、甘肃区域、河北区域、内蒙区域的风电场，这些区域风能资源丰富，全区域性的风电场建设速度快、规模大，但用电负荷中心又不在这些地区，向国内用电负荷集中区输送电能的输变电通道建设速度及规模跟不上风电等绿色能源的建设速度及规模，导致“弃风限电”现象的产生。随着公司战略布局的调整，公司在非限电区域及限电较少区域的风电场陆续投产，这一状况会得到逐步的改善。同时，这些限电区域由于绿色电力输送通道的加快建设和公司参与当地的多边交易销售电量的提高，也极大地改善了“弃风限电”较为严重的局面。

（2）利率变化对公司经营的影响

风力发电是资本密集型行业，财务杠杆比率较高，利息变动对项目利润影响较大。以一个10万千瓦的风电场为例，假定总投资8亿元，银行贷款占总投资额的80%，则贷款市场报价每降低1个百分点，财务费用每年可减少640万元。

自2014年以来，5年期以上中长期贷款利率从2014年11月的基准利率6.15%一直降至2022年末的LPR利率4.30%，有利于风电运营商财务成本的降低。

3、公司采取的应对措施

（1）实施战略布局调整，不断加大非限电区域的开发力度

报告期内，公司在广东等非限电区域已有运营项目30万千瓦，在山西、陕西、四川等限电较少区域已有运营项目32.12万千瓦，并以此为基础对我国中东部和南部地区继续挖掘新的后续项目，争取获得更大市场份额。

（2）积极推进海外项目，继续加大海外项目开发

公司澳大利亚白石17.5万千瓦项目已全部建成投产运营。公司在继续开拓澳大利亚市场的同时，也在利用澳洲项目并购及建设运营的经验，加强对欧洲及“一带一路”沿线等国家风电市场的跟踪研究及项目前期论证，不断推进海外市场的战略布局，继续扩大公司的海外市场份额。

（3）采取多种措施，最大化实现经营效益

一是全面开展预防性维护。公司对风电场日常运行实施无缝隙监控，及时开展预防性维护，降低设备重大事故风险，减少故障停机时间。

二是持续提升风机运行可靠性。公司对部分风电场风机可利用率偏低原因开展分析，针对分析发现的问题进行整改或技改，促进风机运行可靠性和发电效率的提升。

三是积极学习借鉴行业先进经验。公司对已经出现的风机重大故障发生情况认真总结分析，借鉴行业内优秀的处理案例和失败的处理教训，不断提升公司系统处理风机重大风险的技术能力和管理水平。

（4）优化融资手段，提高资本运作能力

2017年，公司成功发行绿色公司债券第一期3亿元。

2018年，公司成功发行绿色公司债券第二期7亿元。

通过发行绿色公司债券，拓宽了公司的融资渠道，探索了新的融资方式，为公司发展提供了中长期稳定的资金支持。

2020年，公司以每股2.49元的价格非公开发行人民币普通股股票（A股）83,111.20万股，募集资金净额205,584.73万元。增加股本83,111.20万元，增加资本公积122,473.53万元。

2021年，经中国证券监督管理委员会《关于核准中节能风力发电股份有限公司公开发行可转换公司债券的批复》（证监许可〔2021〕1770号）的核准，公司向社会公开发行3,000,000,000.00元的可转换公司债券，期限6年。本次发行募集资金公司实际发行可转换公司债券总额为3,000,000,000.00元，发行数量为30,000,000.00张，每张面值100.00元，扣除不含增值税进项税额的发行费用人民币3,485,849.04元后，募集资金净额共计人民币2,996,514,150.96元。

经上海证券交易所自律监管决定书〔2021〕309号文同意，公司300,000.00万元可转换公司债券于2021年7月22日起在上海证券交易所挂牌交易，债券简称“节能转债”，债券代码“113051”。

2022年，经中国证券监督管理委员会《关于同意中节能风力发电股份有限公司向专业投资者公开发行绿色公司债券注册的批复》（证监许可〔2022〕1970号），同意本公司向专业投资者公开发行面值不超过20亿元（含20亿元）的碳中和绿色公司债券，第一期发行规模不超过5亿元（含5亿元）。2022年9月成功发行碳中和绿色公司债券（第一期）5亿元，票面利率为2.65%。

2022年，经中国证券监督管理委员会《关于核准中节能风力发电股份有限公司配股的批复》（证监许可[2022]1821号）核准，公司通过配股发行1,462,523,613股人民币普通股（A股），配股价格为2.28元/股，募集资金总额为人民币3,334,553,837.64元，实际募集资金净额为3,326,474,859.38元。本次配股发行的股份于2022年12月13日在上海证券交易所上市流通。

二、报告期内公司所处行业情况

（一）全球风电行业发展情况

风能是一种清洁的可再生能源。在过去的30多年里，风电发展不断超越其预期的发展速度，成为世界上增长速度最快的能源之一。根据全球风能理事会统计数据，全球风电累计总装机容量从截至2001年12月31日的24GW增至截至2022年12月31日的906GW。

2022年全球新增近78GW风电装机容量。全球风能发展呈现以下特征：

（1）海上风电新增装机量大幅上升

根据全球风能理事会(GWEC)发布的《全球风能报告2023》，得益于技术进步和商业模式创新，风能行业正在快速发展。2022年全球新增风电装机容量77.6GW，其中陆上风电新增装机容量68.8GW，海上风电新增装机容量为8.8GW，海上风电新增装机容量大幅上升。2022年全球海上风电装机容量增长58%，成为海上装机容量增加第二高的年份。

（2）中国仍为风电发展最快的国家

2022年，中国风电新增装机容量居全球第一，占全球新增装机容量的49%。其中，新增陆上风机装机容量32,579MW，占全球新增陆上风电装机容量32.6%，新增海上风机装机容量5,052MW，占全球新增海上风电装机容量57.60%；其次为美国，占全球新增装机容量的11%；第三名为巴西，占全球风电新增装机容量的5%；第四名为德国，占全球风电新增装机容量的4%。

根据全球风能理事会(GWEC)发布的《全球风能报告2023》，中国继续引领全球的海上风电发展，截至2022年底，中国的海上风电累计装机容量超过30GW，超过了欧洲过去三十年达到的水平。

（3）全球风电行业的市场前景将更加乐观

根据全球风能理事会（Global Wind Energy Council, GWEC）发布《2023年全球风能报告》预测，未来5年（2023—2027年），预计全球风电新增装机容量为680GW，相当于到2027年每年增加136GW。由于欧洲的能源革命、中国承诺进一步扩大可再生能源的占比及IRA通过的原因，GWEC之前预测2022年至2030年将建成1078GW，现在预测2023年至2030年将新增1221GW的容量，增加了13%。

（二）我国风电行业发展情况

（1）我国风能资源概况

中国幅员辽阔、海岸线长，拥有丰富的风能资源。2021年《中国风能太阳能资源年景公报》统计分析了2021年我国陆地10m高度的风速特征，显示全国陆地70米高度平均风速均值约为5.5米/秒，全国陆地100米高度平均风速均值约为5.8米/秒。其中，70米高度平均风速大于6.0米/秒的地区主要分布在东北大部、华北北部、内蒙古大部、宁夏中南部、陕西北部、甘肃西部、新疆东部和北部的部分地区、青藏高原大部、云贵高原和广西等地的山区、东南沿海等地。2021年年平均风功率密度为196.7瓦/平方米，与近10年相比，2021年70米高度年平均风功率密度偏小的区域主要分布在甘肃西部、广西中部的部分地区、广东西南部沿海、海南西北部、江苏东南部沿海、浙江东北部沿海、山东半岛东部等地；偏大的区域主要分布在黑龙江北部、内蒙古中部和东北部的部分地区、宁夏东部、陕西北部、山西、河南中部、山东西部以及四川西部的部分地区。100米高度平均风速大于6.0米/秒的地区主要分布在东北大部、内蒙古、华北北部、华东北部、宁夏中南部、陕西北部、甘肃西部、新疆东部和北部的部分地区、青藏高原、云贵高原和广西等地的山区、中东部地区沿海等地。2021年，年平均风功率密度为234.9瓦/平方米。平均风功率密度大值区主要在内蒙古中东部、黑龙江东部、吉林西部和东部的部分地区、河北北部、山西北部、新疆北部和东部的部分地区、青藏高原大部、云贵高原的山脊地区、福建东部沿海等地。

我国风能资源地理分布与现有电力负荷不匹配。沿海地区电力负荷大，但是风能资源丰富的陆地面积小；“三北”地区风能资源很丰富，电力负荷却较小，给风电的经济开发带来困难。由于大多数风能资源丰富区，远离电力负荷中心，电网建设薄弱，大规模开发需要电网延伸的支撑。

（3）我国风电行业定价机制

到2022年，我国风电上网电价已经历了六个阶段：第一阶段，完全上网竞争阶段（20世纪90年代初-1998年）。这一阶段处于风电发展的初期，上网电价很低，其水平基本是参照当地燃煤电厂上网电价，每千瓦时的上网价格水平不足0.3元。

第二阶段，审批电价阶段（1998-2003年）。上网电价由各地价格主管部门批准，报中央政府备案，这一阶段的风电价格高低不一。

第三阶段，招标和审批电价并存阶段（2003-2005年）。这是风电电价的“双轨制”阶段。由于这一阶段开启了风电项目特许权招标，出现了招标电价和审批电价并存的局面，即国家从2003年开始组织大型风电场采用招标的方式确定电价，而在省、市、区级项目审批范围内的项目，仍采用审批电价的方式。

第四阶段，招标与核准方式阶段（2006-2009年）。根据国家有关政策规定风电电价通过招标方式产生，电价标准根据招标电价的结果来确定。

第五阶段，固定标杆电价方式阶段（2009-2020年）。随着《国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2009〕1906号）的出台，风电电价按照全国四类风能资源区制定相应的风电标杆上网电价。

第六阶段，竞争电价与平价电价上网阶段（2019-至今）。国家能源局《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49号）的出台，进一步降低了风电标杆上网电价，确定了平价上网节奏和日程。2019年，国家发改委发布了《国家发改委关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），明确了2019、2020两年陆上风电和海上风电新核准项目的电价政策，将陆上、海上风电标杆上网电价均改为指导价，规定新核准的集中式陆上风电项目及海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价，不得高于项目所在资源区指导价。

2021年7月，国家发改委发布了《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》：2021年起，对新核准陆上风电项目（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴，实行平价上网；2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现风电的绿色电力价值；2021年起，新核准（备案）海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。

2022年，国家发改委发布的《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》通知中提出，2021年，我国新建风电、光伏发电项目全面实现平价上网，行业保持较快发展态势。

为促进风电、光伏发电产业持续健康发展，2022年，对新建项目延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以充分体现新能源的绿色电力价值。鼓励各地出台针对性扶持政策，支持风电、光伏发电产业高质量发展。

（3）公司所处的行业地位

截至2022年12月31日，公司实现风电累计装机容量5,325.26MW，权益装机容量5,130.96MW。

三、报告期内公司从事的业务情况

（一）报告期内公司所从事的主要业务及主要产品

报告期内，公司的主营业务未发生变化，为风力发电的项目开发、建设及运营。

公司主要产品为所发电力，用途为向电网供电，满足经济社会及国民用电需求。

（二）报告期内公司的经营模式

1、主营业务经营模式

公司的主营业务为风力发电的项目开发、建设及运营。

2、采购模式

公司的采购模式主要是招标采购，公司对采购工作实行统一招标、集中采购、专业管理、分级负责的管理模式。

3、生产模式

公司的主要生产模式是依靠风力发电机组，将风能转化为电能；通过场内集电线路、变电设备，将电能输送到电网上。

4、销售模式

（1）国内销售模式

公司依照国家政策和项目核准时的并网承诺，将风电场所发电量并入电网公司指定的并网点，由电网公司指定的计量装置按月确认上网电量，实现电量交割。上网电能的销售电价截至报告期内由两种方式确定：第一种是依据国家定价。即依据风电项目核准时国家能源价格主管部门确定的区域电价或特许权投标电价与电网公司直接结算电费，回笼货币资金。国家定价结算方式是发行人电量销售结算的主要方式。

第二种是近两年逐渐形成的多边协商定价，简称电力多边交易。为缓解弃风限电对风电企业的影响，由地方政府推动，电网发行人根据“特定用电侧”需求，提出交易电量和电价的指导意见，组织“发电侧”企业就此部分交易电量和电价进行磋商，确定各发电企业所承担的电量和上网基础电价。多边交易模式下风电场的电费收入由电网发行人支付的基础电费和国家新能源补贴两部分组成。多边交易结算方式是公司电量销售结算的补充方式。

随着2021年12月21日《电力辅助服务管理办法》的发布，深化辅助市场建设再进一程。新版“两个细则”生效后，电力辅助服务领域的顶层规则将迎来重大变化。各类灵活性资源、市场化用户的参与，为辅助服务市场带来更多商机。

为健全适应新型电力系统的市场机制国家发改委、国家能源局于2022年1月28日发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，意见指出，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，推进新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。同时，积极推进分布式发电市场化交易，支持分布式发电与同一配电网内的电力用户通过电力交易平台就近进行交易。新的政策环境下，新能源电力市场将逐步放开，形成“基准价+上下浮动”的上网电价。

（2）澳洲白石风电场销售模式

依照澳大利亚现行规定，风电场所发电量的销售，就内容而言，分为电力销售和可再生能源证书销售两部分；就期限而言，分为按照电力和可再生能源证书的即期价格销售及按照与电力购买方约定的长期合约价格销售两种方式。其中，长期合约价格既可以同时包括电力价格和可再生能源证书价格，也可以仅含其中一项价格。白石公司现采用按照电力和可再生能源证书的即期价格进行结算的销售模式。

①电力销售结算

白石风电场位于澳大利亚新南威尔士州，依照澳大利亚国家电力法以及白石公司与新南威尔士州电网公司签订的并网协议，风电场所发电量并入电网公司指定的安装有计量装置的并网点，在国家电力市场对即期电量按照即期电价进行销售并记录，由澳大利亚能源市场运营局按周对销售电量的总金额进行结算。

②可再生能源证书销售结算

可再生能源配额制度（以下简称“配额制”）是指一个国家或地区用法律的形式，强制性规定可再生能源发电在总发电量中所占比例（即配额），并要求供电公司或电力零售商对其依法收购，对不能满足配额要求的责任人处以相应惩罚的一种制度，而可再生能源证书是实现配额制的一项政策工具，其与配额制配套运行，购买可再生能源证书成为满足配额制要求的一种方式和证明。

2000年12月21日，澳大利亚联邦议会审议通过了《可再生能源（电力）法案》，发布强制性可再生能源目标，对相关电力零售商规定了购买一定比例可再生能源电力的法定义务。根据澳大利亚现行的《可再生能源（电力）法案》，白石公司作为可再生能源发电商，可以根据澳大利亚能源市场运营局提供的月度结算销售电量，按照每生产1兆瓦时电力额外获得1个可再生能源证书，向澳大利亚清洁能源监管局申请可再生能源证书的数额认证，该局对白石公司的申请进行复核及审计后，授予相应数额的可再生能源证书。可再生能源证书销售价格根据市场供需关系决定，白石公司可以在可再生能源证书市场进行销售和结算。

四、报告期内核心竞争力分析

1、公司专注于风力发电业务，拥有丰富的建设运营维护经验公司自成立以来一直专注于风力发电的项目开发、建设及运营，公司所有的经营性资产和收

入都与风力发电相关。同时，公司坚持“有效益的规模和有规模的效益”的市场开发原则，以专业化的经营和管理确保每个项目的盈利能力。

公司具有丰富的风电场运营经验，对从750kW到5.5MW，从定桨距、双馈到直驱风机，从纯进口风机、合资企业风机到全国产风机都有运营维护经验。由于运营时间早，对各种故障处理积累了丰富经验。公司多年来培养和锻炼了一支专业的运行维护技术队伍，通过技术攻关和技术创新，具备了控制系统等核心部件故障的自行解决能力；通过完成核心部件的国产化替代工作，降低了运行维护和备品备件采购成本；通过采用先进的故障监测系统，做到了从被动维修到主动故障监测的转变，降低了停机维修时间。

公司投资建设的张北满井风电场一期和新疆托里100MW风电场三期项目分别于2007年、2011年被评为“国家优质投资项目”，河北张北单晶河200MW风电特许权项目、甘肃玉门昌马大坝南、北48MW大型风电机组示范风电场项目及中节能乌鲁木齐托里200MW风电场二期49.5MW项目荣获2014-2015年度“国家优质投资项目”。

2022年8月11日，中国电力企业联合会发布了2021年度全国电力行业风电运行指标对标结果。此次共有45家发电集团（投资）公司所属的2,639家风电场参加了对标，总装机容量25,142.11万千瓦。公司积极组织参与此次对标，共有5家风电场获得殊荣，其中4A级风电场4家，分别是张北单晶河风电场（三期）、甘肃马鬃山风电场、内蒙古兴和风电场（一期）和邓家梁风电供热项目。3A风电场1家，为张北单晶河风电场（二期）。

2、公司拥有良好的企业品牌形象

“中节能风电”在业内具有较高的知名度和良好的品牌形象，公司先后中标并示范建设了国家第一个百万千瓦风电基地启动项目——河北张北单晶河200MW特许权项目；中标并示范建设了国家第一个千万千瓦风电基地启动项目——甘肃昌马200MW特许权项目。

2021年，公司在2021中国清洁能源科技资本峰会上获颁2021中国清洁能源卓越创新奖，参加了碳中和征程中的清洁能源投资机遇圆桌论坛。

2021年9月，氢能产业发展论坛暨第十一届全球新能源企业500强峰会举行，公司入围全球新能源企业500强，位列第358名，比2020年上升9名。

2022年10月，公司参与的“复杂工况条件下风电齿轮传动系统故障诊断技术及应用”项目，获得2022年度由中国机械工业联合会和中国机械工程学会共同设立，面向全国机械工业的综合性科技奖项“机械工业科学技术奖”技术发明二等奖。

2022年11月，中国电力企业联合会发布《中国电力企业联合会关于授予2021-2022年度先进会员企业、先进个人称号的通知》（第297号文件），授予公司“先进会员企业”荣誉称号。

3、公司拥有较强的可持续发展能力截至2022年12月31日，公司在建项目装机容量合计为80.8万千瓦，可预见的筹建项目装机容量合计达214.25万千瓦。并且在加快风电场开发和建设的同时，加大中东部及南方区域市场开发力度，在湖北、广西、河南、四川、黑龙江等已有项目的区域开发后续项目，在湖南、吉林等区域开展风电项目前期踏勘和测风工作，扩大资源储备。

同时，公司拥有良好信用记录和银企关系，资金保障能力较强。公司在过去几年积累了良好的信用记录，银企关系稳定，目前公司除了向公开市场定向增发、发行绿色公司债券、发行可转债以外，可以选择的融资渠道和可使用的金融工具也较为丰富，资金来源有保障。

4、公司拥有富有专业经验的管理团队和人才队伍

公司的管理层拥有丰富的专业知识，对风电行业，包括行业发展历史、特征以及未来发展趋势具有深刻的理解。公司的高级管理层在电力行业拥有多年的相关经验，并且始终保持稳定和紧密合作的关系。凭借管理层的经验和能力，本公司可以有效地控制成本，提高运营效率和公司盈利能力。公司通过持续的自我挖掘和培养，已经形成了一支具有丰富理论知识和行业实践经验的专业化的技术、管理团队。

五、报告期内主要经营情况

2022年，公司实现营业收入524,019.29万元，同比增长29.28%；利润总额197,367.51万元，同比增加50.90%；归属于上市公司股东的净利润为163,022.68万元，同比增加39.19%。

截至2022年12月31日，公司的运营装机容量达到523.146万千瓦，实现上网电量114.68亿千瓦时，平均利用小时数为2276小时，高出全国行业平均水平约55小时。

报告期内，公司上网电量114.68亿千瓦时，其中参与电力多边交易的电量为62.43亿千瓦时，基数电量为52.25亿千瓦时。

(一)主营业务分析

营业收入变动原因说明：营业收入较上年增长29.28%，主要系本年新增投产项目带来的上网电量增加及澳洲子公司售电单价上涨所致。

营业成本变动原因说明：营业成本较上年增长32.71%，主要系本年新增运营项目的营业成本增加所致。

管理费用变动原因说明：管理费用较上年增长3.11%，主要系本年新增运营项目管理费用增加所致。

财务费用变动原因说明：财务费用较上年增长20.93%，主要系本年新增运营项目财务费用增加所致。

研发费用变动原因说明：研发费用较上年增长78.76%，主要系公司加大科技研发投入所致。

经营活动产生的现金流量净额变动原因说明：经营活动产生的现金流量净额较上年增长90.71%，主要系本年销售商品、提供劳务收到的现金较上年增加所致。

投资活动产生的现金流量净额变动原因说明：投资活动产生的现金流量净额较上年增长23.57%，主要系本年购建固定资产所支付的现金较上年减少所致。

筹资活动产生的现金流量净额变动原因说明：筹资活动产生的现金流量净额较上年减少41.23%，主要系本年取得借款收到的现金较上年减少所致。

六、公司关于公司未来发展的讨论与分析

(一)行业格局和趋势

1、行业竞争格局

十四五期间，可再生能源无论是装机容量占比还是发电量占比都将持续增加。风电行业的市场化程度不高。随着我国对能源安全、生态环境等问题日益重视，加快发展风电已成为我国乃至全世界推动能源转型发展、应对全球气候变化的普遍共识和一致行动。从技术及经济性看，风电技术逐渐成熟，产品质量可靠，是一种安全可靠的能源；风电经济性日益提高，发电成本已逐渐接近煤电，低于油电与核电，如果考虑煤电的环境成本与交通运输的间接投资，则风电经济性将优于煤电。从供电形式来看，除了并网发电以外，风电对于远离大电网的边远山区、沿海岛屿、草原牧场等地区而言，是解决生产和生活能源的一种有效途径。现阶段，风电是集环保、经济性于一身的综合价值所具备的竞争力，已具有与传统石化能源竞争的基本条件。伴随风电去补贴完成，风力发电的常规能源属性更加突出，风电行业的竞争形势与煤电、水电、核电趋同。但风力发电的规模效益不明显，加之能源分布广泛和我国负荷分配不均衡，风电发展将是大规模集中开发与灵活的分散式开发相结合模式，各类型各种规模的企业都有生存空间。

2、行业壁垒

（1）政策壁垒

新的风电场开发建设项目需要经过相当严格的审批程序。通常首先需要通过当地（市级）政府主管部门以及各职能主管单位对土地、环保、地灾、水保、林业、军事、文物、电网接入等方面的审查并获得所有前期支持性批复文件，在取得各项支持性文件的基础上，获得发改委核准之后，仍需要履行土地使用权证办理程序以及办理后续项目开工建设权证等。风电项目建设政策壁垒较高。

（2）技术壁垒

风力发电开发项目属于技术密集型行业，风电项目开发及运营全过程对技术要求都非常高。

以风电项目开发为例，开发全过程通常分为三个阶段：

1）风场选址、签订开发协议及风能资源评估；

2）内部评估及政府审批；

3）设计、建造及调试。以其中的风场选址与风资源评估为例，风场选址需要对众多影响因素进行深入的研究与分析，包括风能资源及其他气候条件、可施工性、运输条件、风电场的规模及位置、风机初步选型及分布位置、上网电价、升压站等配套系统、并网条件、电网系统的容量等。在风资源评估环节中，通常运营企业需要首先建造测风塔，收集特定场址的风力数据并进行反复的分析与论证。通常测风过程需要至少12个月以收集相关风力数据。风电项目开发需要开发企业具备丰富的实践经验，拥有属于行业专有的技术诀窍，对缺乏技术积累的新进入者构成了较高的技术壁垒。

（3）资金壁垒

风力发电行业投资规模大，属于资金密集型行业。单个风电开发项目至少需要几个亿，甚至十几亿的投资规模，并且根据《国务院关于调整固定资产投资项目资本金比例的通知》（自2009年5月25日起发布并实施）第一条的规定，风电开发项目的最低资本金比例要求为20%，因此，风电运营企业需要大量资金作为项目开发资本金。通常，在风电场开发的前几年，尤其是开发、建设期，风电场项目回报率较低，风电运营企业将面临更大的资金压力，融资能力已经成为风电运营企业的核心竞争力之一。

（4）人才壁垒

我国风电产业刚刚起步，与火电、水电相比，风电产业缺乏从设计、制造、安装、调试及运营管理的人才培养体系。近几年，我国风电装机容量爆发式的增长，对专业风电人才的需求也越来越大。全国风电技术研发和管理人才不足，特别是系统掌握风电理论并具有风电工程设计实践经验的复合型人才匮乏，构成了进入本行业的人才壁垒。

3、行业主要竞争对手

公司的主要竞争对手为我国规模较大的风电企业，主要分为三类：

（1）五大电力集团旗下风电业务板块

五大电力集团旗下风电业务板块包括：国能投集团、大唐集团、华能集团、华电集团和国电投集团的风电业务板块。在风电市场中，该类企业占到了近60%的市场份额。

（2）其他大型国有综合性能源企业旗下风电业务板块

其他大型国有综合性能源企业旗下风电业务板块代表企业包含：三峡集团、中广核集团、华润集团，该类企业同样在我国风电市场占据重要市场份额。

（3）其他风电运营企业

主要包括部分民营企业和外资企业，代表企业包含：协鑫集团旗下风电业务板块，嘉泽新能（601619）旗下风电业务板块等，该类企业普遍规模相对较小。

4、我国风电行业发展趋势

（1）“碳中和”背景下国内风电未来需求空间广阔

在“双碳”目标的引领下，风电发展迎来了新的历史机遇期。2022年3月，国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，提到全面推进风电和太阳能发电大规模开发和高质量发展，有序推进风电和光伏发电集中式开发，开展风电、光伏发电制氢示范。鼓励建设海上风电基地，推进海上风电向深水远岸区域布局。5月，国家发展改革委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》经国务院办公厅同意印发，其中强调加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，引导全社会消费新能源等绿色电力，稳妥推进新能源参与电力市场交易等内容。根据国家能源局2023年一季度新闻发布会相关数据显示，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设进展顺利。第一批9705万千瓦基地项目已全面开工、部分已建成投产，第二批基地部分项目陆续开工，第三批基地已形成项目清单。

2022年10月，国家能源局印发《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》，贯彻落实了《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》，有力支撑能源碳达峰、碳中和。其中提到，到2025年，建立完善以光伏、风电为主的可再生能源标准体系，研究建立支撑新型电力系统建设的标准体系，加快完善新型储能标准体系，有力支撑大型风电光伏基地、分布式能源等开发建设、并网运行和消纳利用。加快完善风电、光伏等可再生能源标准。依托大型风电光伏基地建设及海上风电基地、海上光伏项目建设，设立标准化示范工程，充分发挥国家新能源实证实验平台的作用，抓紧补充完善一批标准，形成完善的风电光伏技术标准体系。

国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》，其中提到“全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，加快建设风电和光伏发电基地。加快智能光伏产业创新升级和特色应用，创新“光伏+”模式，推进光伏发电多元布局。坚持陆海并重，推动风电协调快速发展，完善海上风电产业链，鼓励建设海上风电基地。积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。因地制宜发展生物质发电、生物质能清洁供暖和生物天然气。探索深化地热能以及波浪能、潮流能、温差能等海洋新能源开发利用。进一步完善可再生能源电力消纳保障机制。到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”。

国家能源局相关数据显示，2022年，全国风电、光伏发电新增装机突破1.2亿千瓦，达到1.25亿千瓦，连续三年突破1亿千瓦，再创历史新高，其中风电新增3763万千瓦。截至2022年底，可再生能源装机突破12亿千瓦，占全国发电总装机的47.3%，较2021年提高2.5个百分点，其中，风电3.65亿千瓦。2022年我国风电、光伏发电量突破1万亿千瓦时，达到1.19万亿千瓦时，较2021年增加2073亿千瓦时，同比增长21%，占全社会用电量的13.8%，同比提高2个百分点，接近全国城乡居民生活用电量。

（2）平价上网时代开启

2019年5月22日，发改委、能源局公布了第一批平价上网项目，其中包含10个省份的56个风电项目，总规模4.51GW，平均单个项目规模约81MW，拉开了全国性风电平价上网的序幕。

2019年5月24日，发改委发布关于完善风电上网电价政策的通知，将2019年I-Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税、下同）；2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。平价上网政策将进一步推动风电新技术应用，提高风电市场竞争力，促进风电产业持续健康发展。

2022年4月，国家发改委价格司发布《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》的通知，通知提出：2021年，我国新建风电、光伏发电项目全面实现平价上网，行业保持较快发展态势。为促进风电、光伏发电产业持续健康发展，2022年，对新核准陆上风电项目、新备案集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目(以下简称“新建项目”)，延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以充分体现新能源的绿色电力价值。鼓励各地出台针对性扶持政策，支持风电、光伏发电产业高质量发展。

（3）存量市场替代空间打开

国内风电产业大规模发展已超过十年，随着风电机组20年使用寿命的临近，国内将会出现大批的退役机组。在我国风电发展早期，大多数风电整机制造商缺乏自主研发实力，普遍从国外引进技术或者通过许可证方式生产，消化吸收并不彻底，导致很多早期安装的风电机组设备质量不高。因此，尽管风电机组设计寿命通常为20年，但运行到中后期阶段，老化的风电机组出现事故的几率大大增加，发电量亦有可能产生较大波动，设备技术性能无法满足电网的要求，维护及保养成本增加，其经济性已大大降低。因此，为了高效利用原有的优质风区，提前退役技术过时的旧机组，代之以目前技术先进的大功率机组，经济效益更好。过去十余年我国风电市场经历了爆发式的增长，目前累计装机容量占全球的1/3以上，旧机组退役更新的市场庞大。

（4）海上风电发展提速

相比陆上风电，海上风电具备风电机组发电量高、单机装机容量大、机组运行稳定以及不占用土地，不消耗水资源，适合大规模开发等优势，同时，海上风电一般靠近传统电力负荷中心，便于电网消纳，免去长距离输电的问题，因而全球风电场建设已出现从陆地向近海发展的趋势。

根据CWEA公布数据，2022年，全国(除港澳台地区外)海上风电新增吊装容量516万千瓦，累计吊装容量3051万千瓦。

海上风电是最优质的新能源资源之一，对电力低碳转型具有重要意义。我国拥有发展海上风电的天然优势，可利用海域面积300多万平方公里，海上风电产业正从近海向深水远岸发展。从地域看，我国海上风电资源主要集中在东部沿海负荷中心，将会成为缓解东部地区电力供需压力的重要途径。

(二)公司发展战略

1、公司愿景、使命、宗旨和价值观

公司将继续秉承“节约能源，献人类清洁绿电；保护环境，还自然碧水蓝天”的企业使命，紧跟国家可再生能源及风电产业发展政策，坚持以“效益为中心、管理为手段、规模为基础、创新为动力”的经营理念，发扬“开拓创新、无私奉献、严格管理、争创一流”的企业精神。“十四五”期末，公司进一步强化“节能风电”品牌效应，装机规模继续保持在行业第二梯队，项目布局更加优化，公司风电产业收益率保持行业领先水平，努力将公司打造成为世界一流的综合能源服务型企业。

2、战略定位与战略描述

公司将继续以风电场开发、投资、建设和运营为业务立足点，持续通过创新开发模式、加大并购、向海外要市场等多种手段，不断扩大装机规模，有效控制成本，追求高质量发展。

公司将围绕科技创新、管理创新、业务创新三大驱动因素，为公司升级发展奠定基础。公司将积极推进股权激励等深化改革措施，持续优化人才发展机制和分配制度，全面优化资本运作手段和渠道，使公司不断实现行业内“一流的机制、一流的团队、一流的技术、一流的管理、一流的业绩”的发展理想。

(三)经营计划

2023年，公司的总体工作思路是：以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的二十大精神，扎实落实中央企业负责人会议要求，以“能力提升年”为抓手，全面提升公司上下强党建、抓队伍、拓市场、谋创新、促改革、精管理、防风险能力，以全方位的能力提升推动公司各领域的高质量发展。

1、齐心协力，全力力争年度各项任务指标实现

一是严格控制成本和费用。2023年，公司继续对全系统各单位的成本和费用严格控制，实现降本增效。

二是科学筹划资金使用。2022年公司通过配股融资，可控的资金有所增加，公司将统筹安排好全系统的资金收支，全面降低财务成本支出，增加资金效益。

三是抓好生产运维和电力交易工作。各区域公司将深入研究本地区政策和市场供需情况，分析每个项目的具体情况，提前筹划设计电力交易方案，精准预测，科学安排运行、维护与检修时间，力争电量和电价乘数最大化。

2、继续贯彻稳中有进总要求，强化风险管控

2023年，公司将继续坚持稳字当头、稳中求进的总要求，全面防范重点风险和安全环保事故，构建更多的防火墙，切实担当国资保值增值责任。

一是坚决防范重大风险发生。公司全系统将充分研判形势，认真开展风险辨识与分析，将风险发生的几率尽量降到最低。

二是坚决防范安全环保事故发生。公司将始终坚持安全环保底线，坚决贯彻“宁停三分不争一秒”“安全是聘用的前提”的安全理念，加强安全环保工作的系统性设计，强化人员作业管理、强化流程管控、强化极端天气预防、强化触电高空作业海上作业等重点区域安全防范措施、强化预案与实战演练，切实把人的安全放在首位，全面做好安全环保管理工作。

3、以更加宽阔的视野拓展公司发展新动能

一是继续拓展新项目。公司将坚持以公司“十四五”战略规划目标推动重点领域重点项目落地，同时积极拓展新的项目资源储备，为实现战略目标提供支撑保障。

二是继续拓展科研开发新成果。公司将在风电研究院日趋成熟的基础上，优化激励考核机制设计和课题管理，以推动资产管理水平提升和新业务为方向，认真筹划重点研究项目，力争出新成果。

三是努力拓展新业务增长点。公司将在保持战略定力的基础上，围绕“十四五”战略规划，积极探索公司在储能、氢能、综合能源服务等方面新业务投资机会，推动相关多元进程，增强公司抗风险能力和盈利能力。

4、以勇于自我革命的精神促综合能力提升

2023年，公司将认真分析研判，结合公司经营实际，重点围绕“开发、工程、运维”业务主线和“人才队伍”核心要素开展各项提升工程，推动公司能力提升与战略需要匹配。

一是主动求新求变，促项目开发能力提升。公司项目开发工作力争主动求新求变，从人员优化、政策解读、技经、经验交流、知识更新、考核机制等方面入手，通过培训、交流等手段，快速加强项目开发人员的风险判断能力、推动决策能力和解决问题能力，锻造一支充满朝气适应新形势需求的开发团队。

二是充分总结分析，促工程管理水平提升。认真总结提炼多年来风电项目建设的经验教训，通过定额管理等手段不断提高工程管理水平。

三是深化精细管控，促生产运维水平提升。针对风机设备和风场环境特点，进一步总结规律，优化设备运行维护作业；深化大数据成果应用，以问题为导向通过大数据的计算结果进一步优化故障诊断维修和预防性维修，增强设备全生命周期出力水平；持续推动远程运维工程的研究和探索，力争有所突破；继续通过技术创新和技术改造手段，全面优化生产运行成本管控和发电能力。

四是强化竞争机制，促人才队伍战力提升。公司将持续推动任期制契约化工作并扩大契约制劳动合同在部分关键岗位的使用，实现强约束强激励；强化竞争上岗，推进干部能上能下、员工能进能出机制完善，鼓励有能力的员工主动担责，使一批真正有能力、愿意付出和担当的员工有表现的平台；持续加强后备干部的选拔培养和使用，保持干部队伍合理的流动；鼓励一批员工积极投身一线，并持续跟踪培养，打造一支经验丰富的核心骨干。

5、聚焦核心，充分发挥党的领导作用

2023年，公司将坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习宣传贯彻党的二十大精神，不断提升党建工作的政治优势转化为企业的发展优势的能力和水平，为公司高质量发展提供坚强政治保证。

一是聚焦学习宣传贯彻党的二十大精神，持续强化创新理论武装。

二是聚焦党建工作目标责任考核，履行党建主体责任和落实年度党建重点工作任务。

三是聚焦抓严意识形态和思想宣传工作，增强党员干部的向心力凝聚力。

四是聚焦营造良好政治生态，以永远在路上的执着抓好党风廉政建设工作。

五是聚焦党群联动，不断提升党建带群建的质量和水平。

(四)可能面对的风险

1、政策和市场风险

（1）宏观经济波动风险

我国宏观经济的发展具有周期性波动的特征。电力行业作为国民经济重要的基础性行业，与宏观经济发展密切相关。宏观经济的周期性波动将导致电力市场的需求发生变化，进而对公司的业务状况和经营业绩产生一定程度的影响。根据国家能源局统计，2022年，全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%，反应出我国宏观经济持续稳中向好的趋势，其中，国内经济持续恢复发展、乡村振兴战略全面推进、高技术及装备制造业快速发展、极端天气等因素为用电量增长主要因素。但是2022年全国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧，电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。而电力消费方面，宏观经济增长、外贸出口形势以及极端天气等方面给电力消费需求带来不确定性。

（2）产业政策调整风险

2019年国家发改委颁布的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》对电力消费设定可再生能源电力消纳责任权重，有利于可再生能源的开发和消纳。2020年财政部《可再生能源电价附加资金管理办法》以及2019年、2020年国家发改委风电、光伏发电上网电价有关文件，明确补助资金年度收支预算按照以收定支的原则编制，2021年1月1日后新核准风电、光伏项目按燃煤标杆电价执行，优先发展平价上网项目，对公司未来相关投资项目可能产生不确定性影响。

随着电力市场化改革的不断深入，新能源市场交易规模和范围持续扩大，风电平价上网、竞争配置等政策的落地和实施、新能源合理利用小时补贴政策的出台，使新能源企业面临着电价下降、收益下滑的风险。

（3）风电项目审批风险

风电项目的设计、风场建设、并网发电和上网电价等各个环节都需不同政府部门的审批和许可。公司风电项目的建造需要获得地方政府投资主管部门的核准，同时还需要获得项目所在地地方政府的其他各项批准和许可，其中包括项目建设用地的审批、环境评价等多项审批或许可。如果未来风电项目的审批标准更加严格，或审批及核准所需时间延长，公司未来可能因为申请程序的拖延而导致失去项目开发的最佳时机，或者因为建设期延长而对项目的投资回收期产生不利影响。

（4）市场竞争风险风电项目的开发很大程度上受到在有限的地区和特定位置所具备风能资源以及当地电网输送

容量的限制。目前风电行业的竞争主要存在于新风电场的开发，风电运营企业通过与地方政府协商，以协议的形式约定获取在特定时期、特定区域内开发风电项目的权利。因此，各个风电运营企业在风能资源优越、电力输送容量充足的地理区域开发新风电项目的竞争非常激烈。

我国包括风能、太阳能、水能、生物质、地热和海洋能源在内的可再生能源均享受政府相关激励政策，包括上网电价补贴和电力上网优先权等。如果未来国家持续加大对其他可再生能源的政策支持，公司也可能会面临来自其他可再生能源发电公司的激烈竞争。风电行业也面临来自包括煤炭、天然气以及燃油等传统能源发电行业的竞争。如果因为传统能源开采技术革新或者勘探到大量能源矿藏，则可能因其价格的下降而降低传统能源发电公司的成本，进而对风电行业造成影响。

（5）风机设备价格变动带来的风险

公司的营业成本主要为风电场的固定资产折旧费用，其中，风机设备的采购成本占风电场全部投资的比重最大，约为50%至60%，故风机价格的变动将直接影响公司未来的营业成本。如未来风机价格大幅度上升，则公司新建项目的投资成本将增加，对公司未来的经营业绩可能造成重大不利影响。

2、自然条件风险

（1）气候条件变化所导致的风险

风力发电行业对天气条件存在比较大的依赖，任何不可预见的天气变化都可能对公司的电力生产、收入及经营业绩带来不利影响。虽然在开始建造风电项目前，公司会对每个风电项目进行实地调研，有针对性地进行为期不少于一年的持续风力测试，包括测量风速、风向、气温、气压等，并编制可行性研究报告，但是实际运行中的风力资源仍然会因当地气候变化而发生波动，造成每一年的风资源水平与预测水平产生一定差距，影响公司风电场发电量，进而使公司的盈利能力产生波动。

（2）重大自然灾害所导致的风险

目前公司大多数风电场位于中国北部及西北部地区，包括新疆、甘肃、内蒙古及河北等地区。

当地气候条件恶劣，可能因超过预计的严寒、瞬间狂风等气候条件引发的自然灾害对公司的风电场造成影响，包括对风机设备、风场运营设施的破坏以及输电线路的损坏等。在这种情况下，风电场的生产水平可能会大幅降低甚至暂停运作，风电场的发电能力受到严重影响，从而对公司的发电量和营业收入造成不利影响。

3、经营风险和管理风险

（1）客户相对集中的风险

风电项目需要获取项目所在地区电网公司的许可将风电场连接至当地电网，并通过与地方电网公司签署《购售电协议》进行电力销售，而不能把电力直接出售给用电的终端用户，因此地方电网公司是公司的购电客户。公司排名前三位的客户均为电网公司，2020-2021年的主要客户为冀北电力、新疆电力和甘肃电力，2022年的主要客户是甘肃电力、冀北电力、广东电网。尽管上述客户信誉良好，近三年内未发生坏账，但若未来电网公司不能按照所签署的《购售电协议》条款及条件履行其合同责任，对公司向其销售的电力及时全额付款，将导致公司的应收账款发生损失，对公司的经营业绩造成不利影响。

（2）风机质量问题而导致的风险

风机设备的质量对风电项目发电量的持续性和稳定性至关重要，尤其对于部分新型风机，因设备质量问题所导致的风机运行不良将对风电场的发电业务造成影响。公司在风机设备采购时会与风机设备供应商签订质量保证协议，质保期通常为自风机进行连续试运行完成后起二年至五年。

如果风机在运行质保期内出现质量问题，风机供应商应按照约定支付一定比例的赔偿金额，赔偿金额为双方事先根据具体的质量问题所设定的风机总采购额的一定比例，超过赔偿上限的损失将由公司承担。如风机在质保期以外出现质量问题，发生的损失由公司承担。因此，由风机设备质量问题导致的风机不能运行或运行不良将对公司风电场的经营产生不利影响。

（3）风电场区域集中的风险

公司风电场主要集中在河北张北、甘肃酒泉和新疆达坂城地区。公司所发电量主要供应华北电网、西北电网和新疆电网。公司的风电项目目前主要集中在上述三个地区，如果上述三个地区风资源条件发生变化，将可能导致公司风机利用小时数波动，会直接影响公司利润水平。另外，上述三个地区的电网送出能力、电价政策变化和电网公司的政策执行情况等因素也会影响公司盈利能力。

（4）项目并网风险

建设风电项目必须取得项目所属地电网公司同意并网的许可，如果未来公司新开发风电项目不能及时获得相关电网公司的并网许可，项目的建设将会被延误，会出现无法发电并售电的情况，进而影响风电项目的收入。

（5）“弃风限电”风险

风力发电受到风力间歇性和波动性的影响，该影响具有一定程度的随机性，当电网的调峰能力不足，或当地用电需求较少时，电网为保持电力系统的稳定运行，会降低风力发电企业的发电能力，使得部分风能资源没有得到充分利用，该情况称为“弃风”；由于电能不易储存，已投产发电项目需执行电网统一调度，按照电网调度指令调整发电量是各类发电企业并网运行的前提条件。当用电需求小于发电供应能力时，发电企业需要服从调度要求，使得发电量低于发电设备额定能力的情况称为“限电”。

“弃风限电”问题一直是国家层面的重点关注问题，近年来先后颁布《解决弃水弃风弃光问题实施方案》《清洁能源消纳行动计划2018—2020》等一系列相关政策。根据国家能源局统计，全国平均弃风率呈下降趋势，弃风现象得到明显好转。尽管近年来我国“弃风限电”现象逐步好转，但能否实现全额并网发电仍取决于当地电网是否拥有足够输送容量、当地电力消纳能力等多种因素，如未来政策或经济环境出现变化，“弃风限电”问题出现反复，将可能对公司经营业绩产生不利影响。

（6）项目建设风险

风电场的建造涉及许多风险，其中包括恶劣的天气情况、设备、物料和劳工短缺、当地居民干扰、不可预见的延期和其他问题，上述任何事项都可能导致项目建设的延期或成本超支。公司通常聘用各类专业承包商建造风电场各分部分项工程，如各承包商未能根据规划完工或者项目建设出现质量问题，将会对公司的整体发电效率和经营成本造成影响。

（7）风电场及周边环境变化导致的风险

公司风电场项目的经营情况依赖于项目所在地的风速及其他气候条件。风电场项目附近的城市扩容、防护林建设及新建其他风电场等因素均会影响项目所在地风速及气候条件，进而影响风资源状况。尽管公司已为项目选址进行审慎的调查，但如果项目邻近的土地被其他方开发，则可能对公司的风电场项目产生负面影响，从而对公司的经营业绩造成不利影响。

（8）核心管理团队变动和人才流失的风险

风电行业作为国家政策大力鼓励的战略性新兴产业，对于具备风力发电相关知识和技能的高级人才依赖度较高，公司的高级管理人员对公司近年来的高速发展做出了不可或缺的贡献。由于可再生能源行业尤其是风电行业的迅猛发展，各风力发电公司对于国内具有相关专业知识和技能的优秀人才的竞争逐渐激烈，尤其对于具备风电行业长期工作经验的管理型人才需求量巨大。虽然公司给员工提供了具有市场竞争力的薪酬福利待遇，且过去几年公司高级管理人员团队的稳定性相对较高，但若未来公司核心管理团队发生较大变动或专业人才流失，将对公司未来的运营管理和经营扩张带来不利影响。

4、财务风险

（1）利率风险

2020年、2021年和2022年，公司利息支出分别为78,009.25万元、98,857.98万元及98,433.76万元（包括已资本化利息支出）。截至2022年12月31日，公司借款余额总计2,003,797.66万元，截至2020年12月31日、2021年12月31日和2022年12月31日，在其他因素不变的情况下，假设贷款利率上升100个基点将会导致公司的净利润分别减少7,692.08万元、10,725.02万元和16,555.48万元。如果未来利率水平大幅上升，将对公司经营业绩造成不利影响。

（2）税收优惠政策变化的风险

根据目前相关政策和法律法规，公司及下属部分子公司享有不同程度的税收优惠。2020年、2021年和2022年，公司享受的所得税优惠金额为10,708.84万元、25,058.97万元和25,568.08万元，分别占当期利润总额的13.87%、19.16%和12.95%。

如果未来相关税收优惠政策或法律法规出现变动，公司所享受的全部或部分税收优惠政策出现调整或取消，将会对公司经营业绩带来不利影响。

（3）可再生能源电价补贴滞后风险公司含补贴的风力发电项目的上网电价包括脱硫燃煤机组标杆上网电价和可再生能源电价补

贴两部分，即发电项目实现并网发电后，脱硫燃煤机组标杆上网电价部分由电网公司直接支付，可再生能源电价补贴部分则需要上报国家财政部，由国家财政部根据国家能源局发布的补贴企业目录，从可再生能源基金中拨付。

近年来，国内新能源发电项目发展迅速，因可再生能源的补贴来自可再生能源基金，而该基金的资金来源则是工商业用户支付的每度电里包含的可再生能源附加费。鉴于可再生能源电价补贴以国家信用为基础，该项收入无法收回的风险极低。但含补贴项目从投产至进入补贴企业名录间隔时间较长，从而导致国家财政部发放可再生能源电价补贴时间有所滞后。若该等应收补贴款收回时间较长，将对企业现金流造成不利影响，进而对实际的投资效益产生不利影响。

关注同花顺财经（ths518），获取更多机会